伊朗SA油田Sarvak油藏大幅度倾斜油水界面成因探讨

针对伊朗SA油田上白垩统Sarvak油藏所具有的大幅倾斜油水界面异常油藏特征,对其成因进行探讨。对可能造成油水界面倾斜的水动力和储层非均质性进行的分析表明,两者均不是造成该现象的原因。在调研区域构造背景基础上,运用地震层拉平技术对油田不同时期古构造圈闭进行恢复,综合各成藏要素特征分析,认为扎格罗斯构造运动导致的圈闭超晚期调整为本区油水界面倾斜主要原因。古新世晚期SA油田Sarvak层即形成北高南低、与现今构造形态相反的古背斜圈闭油藏;新近纪扎格罗斯造山运动导致圈闭形态发生二次改变,南部原古构造低点以"翘翘板"方式大幅度向上抬起,形成新的次生圈闭,演变为现今两构造高点,南高北低构造形态。圈闭条件的改变打破了原古油藏动力平衡,导致烃类流体向南部次生高点圈闭的二次运移调整,直到目前仍处于调整过程中。现今大幅倾斜油水界面为古油藏尚未调整完毕所显示的特征,油藏为非稳态油藏。     

基于油水渗流规律分析油水界面深度差异主控因素——以渤海南堡35-2油田为例

在实际油藏中,同一沉积单元油水界面存在深度差异、油水界面与构造线不完全平行的现象十分普遍。以渤海南堡35-2油田为例,利用构造油藏成藏重力分异的物理学原理,根据非均质油藏成藏动力与成藏阻力之间的平衡关系以及油水渗流规律,判断储集层中油的运聚状态,并利用油田勘探开发实践成果对油水界面存在深度差异的原因进行了分析。研究表明,油水界面深度差异的形成与油气生成、运移、聚集再到散失的过程密切相关,可将油气生成到散失的全过程分为油藏形成阶段和油藏调整阶段,不同阶段油气的受力不同,导致油水界面深度差异的主控因素也不同:(1)油藏形成阶段,油气充注压力越大、储层物性越好、油水密度差越小、地层上倾的区域具有更大的油柱高度,从而导致油水界面的差异分布;(2)油藏调整阶段,油气的散失程度影响油水界面的深度,砂体厚度超过临界油柱高度(即浮力与毛细管阻力相等时的油柱高度)时,油气可以克服毛细管阻力运移至浅层形成次生油藏,从而造成油水界面上升形成深度差。本文研究成果对指导油田开发挖潜,乃至完善该方面理论认识都具有重要意义。     

基于油水渗流规律分析油水界面深度差异主控因素——以渤海南堡35-2油田为例

在实际油藏中,同一沉积单元油水界面存在深度差异、油水界面与构造线不完全平行的现象十分普遍。以渤海南堡35-2油田为例,利用构造油藏成藏重力分异的物理学原理,根据非均质油藏成藏动力与成藏阻力之间的平衡关系以及油水渗流规律,判断储集层中油的运聚状态,并利用油田勘探开发实践成果对油水界面存在深度差异的原因进行了分析。研究表明,油水界面深度差异的形成与油气生成、运移、聚集再到散失的过程密切相关,可将油气生成到散失的全过程分为油藏形成阶段和油藏调整阶段,不同阶段油气的受力不同,导致油水界面深度差异的主控因素也不同:(1)油藏形成阶段,油气充注压力越大、储层物性越好、油水密度差越小、地层上倾的区域具有更大的油柱高度,从而导致油水界面的差异分布;(2)油藏调整阶段,油气的散失程度影响油水界面的深度,砂体厚度超过临界油柱高度(即浮力与毛细管阻力相等时的油柱高度)时,油气可以克服毛细管阻力运移至浅层形成次生油藏,从而造成油水界面上升形成深度差。本文研究成果对指导油田开发挖潜,乃至完善该方面理论认识都具有重要意义。     

三工河组油藏原始含油饱和度研究及形成机理

吐哈盆地台北凹陷火焰山逆掩构造带火焰山断裂上下盘中下侏罗统发现多个油藏，产层普遍为油水同出，油藏多为低幅度、低含油饱和度油藏，其中下侏罗统三工河组油藏最为典型。火焰山构造三工河组油藏含油饱和度低的主要原因是圈闭幅度小，油气聚集驱动压力小；储层物性差，细毛细管孔隙体积大，孔隙结构复杂，油驱替地层水的程度低，地层条件下可动油水共存；微孔隙发育，泥质呈分散状，束缚水含量高。探讨油水同产的低含油饱和度油藏形成机理对这类油气藏的勘探开发具有重要的指导意义。     

海拉尔盆地布达特潜山裂缝性油藏油水层识别方法

摘要：布达特潜山油藏属于基岩浅变质裂缝性油藏,具有双重孔隙介质的储集空间类型,含油饱和度由基质孔隙含油饱和度和裂缝孔隙含油饱和度两部分组成。通过油气成藏过程的毛细管压力平衡理论,建立油藏高度与基质孔隙度函数关系,求取基质孔隙含油饱和度;并利用裂缝含油饱和度测定的经验参数,计算出潜山油藏双重孔隙介质储层的总含油饱和度;通过对工区不同断块生产井试油、试采及初期产液性质与相应射孔层段的测井响应特征统计与对比分析,依据测井曲线计算储层基质孔隙度、裂缝孔隙度以及储层的总含油饱和度,并分别与电阻率曲线参数进行交会,建立不同断块油水层解释图版,并划定油层、水层、油水同层的解释标准;将工区各井油水层解释结果应用于油藏生产动态和油水界面系统分析,将布达特潜山油藏划分为四个油水系统,每个油水系统内部均表现出具有统一的油水界面,与油藏地质特点及储集层类型具有很好的一致性,应用效果好,对潜山油藏开发和方案调整具有指导作用。     

松辽盆地新站构造—岩性油藏油水界面的确定

根据松辽盆地大庆长垣以西的新站的构造－岩性油藏油水分布特性，分析了影响油水分布特征的构造，岩性，压力、断层等４种因素，综合测试压力，钻 深度等资料，应用压－深交会法，静压测试法预测了新站构造－岩性油藏的油水界面，     

江汉盆地江陵凹陷沙市盐构造形成机理及含油气性

应用三维地震、钻井、试油资料阐明沙市构造是由下第三系沙市组下段盐源岩，在外力作用下塑性流动上拱演化而成的隐刺穿型盐背斜构造。根据沙市盐构造具体地质条件，提出了其形成机理是古地形不平，浮力的产生，断层活动诱导作用综合影响的结果。进一步分析出盐构造的形成经历了盐源岩发育、盐构造孕育、发育、主要发育、定型五个阶段。盐构造含油气性十分复杂，在平面上有构造、构造一岩性油藏；在纵向上油气显示层位多、井段长、分布散、油藏个数多，油水界面可形成“高水低油”、“油水不齐”等复杂关系。     

英买2构造奥陶系油藏老井复查与油水界面分析

塔里木盆地英买2构造奥陶系碳酸盐岩油藏是已建成20×104 t产能的高效开发区块,但至今对其油水界面和油藏类型仍认识不清,制约着该油藏的合理开发。对英买2油藏内12口完钻深度大于6 100 m老井的资料进行了重新综合分析,认为英买2油藏是一个受构造和储集层控制的、具有相对统一油水界面的“块状底水”油藏,油水界面在海拔-5 110 m附近。塔北地区奥陶系存在“准层状”和“块状底水”两种油藏类型。“准层状”油藏主要形成于地层倾角小于2.0°的地区,地层倾角较大（平均6.2°）的构造,油气沿垂向上的调整势能大,常形成“块状底水”油藏。     

乌尔禾油田百口泉组油藏特征研究

油藏在勘探开发初期需要确定油水界面,进而在确定油藏油柱高度等各项参数的基础上计算储量,但一般含边底水的低渗油藏在油水界面与纯油带底界间存在油水过渡带,且油水过渡带地质特征与开发效果均和纯油层有所区别,因此正确认识油水过渡带特征对低渗透油藏开发研究有重要意义。以乌尔禾油田乌5井区为例,在测井及取心资料的基础上,精细描述了百口泉组油藏地质特征,利用试油、测压资料计算了油藏油水界面深度,并根据毛管压力曲线及油水两相相渗曲线,结合储层流体性质计算了油水过渡带高度。结果表明,受毛管压力曲线、流体性质及储层渗流特征影响,乌5井区百口泉组油藏油水过渡带较厚,整个开发层系均位于油水过渡带中。     

准噶尔盆地莫索湾凸起八道湾组低饱和度油藏成因分析

针对准噶尔盆地莫索湾凸起八道湾组油藏前期成因研究缺乏储层物性、隔夹层对含油饱和度低的影响,从孔隙结构、储层物性及非均质隔夹层等方面开展了油藏低饱和度成因分析,剖析了构造幅度对油水分异、储层物性对油水同产区厚度、隔夹层对含油饱和度的影响。结果表明:①孔隙结构差造成储层油水分异不明显、油水置换不完全是八道湾组油藏含油饱和度低的主要原因;②储层低孔隙度与渗透率的物性特征导致油水同产厚度较大是八道湾组油藏含油饱和度低的次要原因;③由于八道湾组并没有形成区域性的、连续的隔夹层,因此,隔夹层对八道湾组油藏含油饱和度低的影响较小。研究结果将为八道湾组的高效开发提供依据,加快探勘开发进程。     

毛细管力在非常规油气藏开发中的作用及应用

相对于常规油气藏而言，非常规油气藏储层岩石孔喉尺度小、毛细管力作用突出，极大地影响油气勘探与开发。对于常规油气藏的研究，通常忽略毛细管力效应，但是对于页岩油气与煤层气等自生自储的非常规储层，其纳米孔隙发育，润湿性、毛细管力及其相渗特征的研究还存在难点。通过结合地质成藏理论和开发过程渗流理论，以致密油、煤层气和页岩油气为例，阐明了毛细管力在非常规油气成藏及开发中的作用及应用。同时，进一步刻画了油藏原始条件下油水多种分布关系及对应的流体压力分布特征，借此可以分析评价注水（气）过程润湿相与非润湿相流体渗流机理及非润湿相的卡断尺度，为二次采油、三次采油参数设计提供理论依据；通过评价高有机质含量（TOC）的煤层气储层，发现其多呈现水湿特征，强极性的水分子与孔隙介质少数极性官能团的结合力要比甲烷与孔隙有机质结合力高几倍到几十倍，而润湿角测量与毛细管力测量均体现了极性与非极性吸引力的作用，因此尽管煤层气储层有机质含量远高于无机质，但是其分子间作用力较弱导致润湿性更倾向于水湿；区别于煤层气，页岩气储层无机质体积分数远大于有机质体积分数，由于无机质孔隙原始条件多为水湿，因此该类储层多为水湿；页岩油岩石组成尽管与页岩气类似，但是由于油相具有复杂的组成，其中的表面活性物质将会影响储层的润湿性，据此影响储层的毛细管力；由于页岩油要比页岩气流动困难，渗流阻力大，但是页岩油的油水毛细管力又小于页岩气的气水毛细管力，因此需要对二者量化计算评价。     

毛细管力在非常规油气藏开发中的作用及应用

相对于常规油气藏而言,非常规油气藏储层岩石孔喉尺度小、毛细管力作用突出,极大地影响油气勘探与开发。对于常规油气藏的研究,通常忽略毛细管力效应,但是对于页岩油气与煤层气等自生自储的非常规储层,其纳米孔隙发育,润湿性、毛细管力及其相渗特征的研究还存在难点。通过结合地质成藏理论和开发过程渗流理论,以致密油、煤层气和页岩油气为例,阐明了毛细管力在非常规油气成藏及开发中的作用及应用。同时,进一步刻画了油藏原始条件下油水多种分布关系及对应的流体压力分布特征,借此可以分析评价注水(气)过程润湿相与非润湿相流体渗流机理及非润湿相的卡断尺度,为二次采油、三次采油参数设计提供理论依据;通过评价高有机质含量(TOC)的煤层气储层,发现其多呈现水湿特征,强极性的水分子与孔隙介质少数极性官能团的结合力要比甲烷与孔隙有机质结合力高几倍到几十倍,而润湿角测量与毛细管力测量均体现了极性与非极性吸引力的作用,因此尽管煤层气储层有机质含量远高于无机质,但是其分子间作用力较弱导致润湿性更倾向于水湿;区别于煤层气,页岩气储层无机质体积分数远大于有机质体积分数,由于无机质孔隙原始条件多为水湿,因此该类储层多为水湿;页岩油岩石组...     

大庆长垣萨尔图-葡萄花-高台子油层组倾斜油水界面形成机理与增储潜力

大庆长垣萨尔图-葡萄花-高台子油层组（萨葡高油层组）发育倾斜油水界面,前人研究成果无法解释长垣北翼油水界面加深和长垣东、西两翼油水界面海拔差异等现象,制约了油藏增储挖潜。油水界面受油水密度差、界面张力、毛细管半径和遮挡条件、水动力条件等因素控制。以界定油底、水顶为目标,通过系统分析萨葡高含油组合的油气成藏过程,明确了水动力作用、后期构造变动和储层物性变化等因素导致大庆长垣东北部油水界面降低,局部发育的断层及隔层对油水界面也具一定影响。以叠前地震资料为基础,提出油水界面地质统计学反演技术,通过分析油水密度差来确定油水界面,该方法深化了油藏边部倾斜油水界面储层认识,适用于油藏边部、井资料缺失地区的地质研究。以倾斜油水界面认识和油水界面地质统计学反演技术为指导,优选萨尔图北部构造东北侧和长垣北部过渡带三、四条带葡萄花一油层为有利挖潜区,提高了大庆长垣萨葡高油层组的增储潜力。     

粗糙毛细管通道中油水驱替数值模拟与分析

油水运移和聚集研究,对认识油气藏的成藏规律和指导油气勘探具有重要意义.表面张力是油水运移的重要影响因素,在不同几何形状的运移通道中,表面张力可能是驱替的动力或阻力.采用表面规则的突起台阶模拟粗糙元,使用非定常的Navier-Stokes方程和流体体积函数(VOF)界面追踪方法,使用连续表面张力(CSF)模型考虑表面张力的影响,对毛细管通道中的油水驱替进行了数值模拟.计算结果表明:粗糙元的形状和尺寸是影响油水界面形态和流量的重要因素;由表面张力驱动的流体通过粗糙元形成的喉道时会发生水相被油相包裹的现象;在入口压力驱动下,油水发生分段流动现象.      

毛细管理论在低阻油气层油气运移与聚集机理中的应用

根据油气在地层中的势和所受到的力理论,认为油气在运移与聚集过程中的主要驱动力为重力和围水压力变化引起的力,而毛细管压力则主要起阻力作用.毛细管压力与储层的孔喉结构、排替压力和油气可进入的孔喉多少有直接关系,所以它对油气的运移与聚集起着关键性的作用;根据毛细管理论,依据油气在低电阻率储层中运移和聚集的特点,阐述低电阻率油气层的形成机理.由于毛细管压力的作用,如果距离油源较远、油气源中的油气不丰富、储层岩性细、孔隙结构复杂、垂向上物性好的储集层发育较多或单层储集空间足够大等均会导致低电阻率储层中的微中、小孔隙中的水无法排出,致使储层不动水含量过高,从而显示油气层的低电阻率特征,即高含水饱和度是引起油气层电阻率较低的主要原因之一.     

冀中坳陷蠡县斜坡中北部油藏油水同出成因机制探讨

为探讨冀中坳陷蠡县斜坡中北部油藏成因机制及油水分布特征,对油气系统关键时刻、密闭取心分析化验、测井资料等进行了系统分析。结果表明:蠡县斜坡油藏油水同出现象与油藏的充注程度和储层微观孔隙结构相关,研究区烃源岩热演化程度低,原油物性差,黏度高,加之生排烃晚,构造幅度低,油气在上浮过程中需要更长的运移路径和克服额外的流动阻力,导致目前油气正在向圈闭中充注;加之储层孔隙分选不均匀,微观非均质性较为严重,使得油气充注不充分且不均匀,油藏原生水饱和度高,常规试油或储层经压裂改造后导致油水同出。研究结果对研究区下步石油勘探及滚动评价具有重大的借鉴和指导意义。     

含油气盆地深层有效砂岩储层判别与定量评价——以塔里木盆地库车坳陷深层为例

通过油气聚集动力分析和物理模拟实验,揭示库车坳陷深部储层油气富集机制与临界条件,并建立有效储层判别标准与评价方法.研究表明,围岩介质毛细管力与砂岩储层毛细管力比值的大小决定储层含油气性,比值越大越有利于油气聚集,依据毛细管力比值交汇图版来判别有效储层并评价储层质量;围岩与砂岩储层毛细管力比值越大,储层质量越好;有效砂岩储层临界条件下的毛细管力比值随埋深增加表现出逐渐增大的趋势.库车坳陷深部储层有效储层级别与储层含油(气)饱和度具有明显正相关性;深层砂岩储层以II级、III级和IV级储层和非有效储层为主,有少量I级储层.     

东风港油田特低渗透油藏微观孔隙结构及渗流特征试验研究

为了经济有效地开发东风港油田特低渗透油藏,对其储层的微观孔隙结构及渗流特征进行了试验研究。以沙四段上段为例,选取具有代表性的4块岩心,利用恒速压汞仪器,分别获得了其喉道半径、孔隙半径、孔喉半径比和毛管压力的分布特征;在70 ℃条件下,采用非稳态法分别对4块岩心进行水驱油相渗试验,获得了特低渗透储层的渗流特征。试验得出,喉道半径分布范围越宽峰值越大,孔隙半径分布差别不明显,孔隙半径比因渗透率不同而不同,特低渗透岩心排驱压力大,最大连通喉道半径比较小,储层开采难度相对较大;该储层平均束缚水饱和度相对较高,随着渗透率的升高,两相共渗区跨度逐渐减小。研究结果表明,驱油效率和渗透率高低相关性差;正常型相对渗透率曲线对应的多是孔喉半径比较大、连通性较差的储层,而直线型相对渗透率曲线对应的则是孔喉半径比相对较小、孔隙连通性较好的储层。因此,厘清微观孔隙结构对于合理制定开发方案具有指导意义。      

һ�ֻ��������������۵ı��Ͷ�Ԥ�ⷽ��

文章从油气藏形成机理出发，分析了油气藏中孔隙结构和聚集驱动力对原始饱和度形成所起的作用。油气在驱动力的作用下，首先在构造顶部较大的孔隙喉道相连接的大孔隙中聚集，随着油气柱高度的增加（即驱动力的增加），油气才能进一步进入较小的孔隙喉道中，油藏中距自由水界面越高，油气饱和度则越大。据此，建立了油气藏高度和孔隙物性参数与气藏饱和度的关系，进而可对油气藏饱和度进行预测。经实际应用并用毛管压力资料和核磁实验资料获得的饱和度进行对比，饱和度的平均误差在1%以内。该方法还可用于缺少电阻率测井资料或电阻率曲线受井眼和泥浆侵入严重影响而无法使用等情况的饱和度预测中。     

低渗透储层油水相对渗透率最优目标函数处理方法

对于非均质和亲水性强的低渗透岩心,使用常规JBN方法整理非稳态实验数据得到的相对渗透率曲线,存在因计算失效导致的水相相对渗透率曲线出现"驼峰"等异常现象.除了岩样的非均质性、出口端提前见水、驱替速度不合适以及难以测定油水黏度比等实验因素,利用JBN等常规方法处理非稳态水驱油实验资料的局限性是产生相对渗透率曲线异常形态的...